- •1.1. Призабойная зона пласта
- •1.2. Конструкции скважин
- •1.3. Конструкции забоев скважин
- •Месторождения Самгои-Патардзеули (Грузия)
- •Средние значения коэффициентов Пуассона для некоторых горных пород
- •1.3.1. Обоснование выбора конструкции забоя смешанного вида
- •1.3.2. Обоснование выбора конструкции
- •1.3.3. Обоснование выбора конструкции забоя для предотвращения выноса песка
- •1.4. Гидродинамическое
- •1.5. Воздействие на фильтрационные свойства пласта в околоскважинной зоне
- •1.5.1. Фильтрационная характеристика
- •1.5.2. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах
- •Степень восстановления проницаемости
- •1.6. Движение жидкости и газа в системе «пласт - скважина».
- •1.7. Виды ремонтов нефтяных
- •Общие положения
- •Принятые сокращения
- •Виды ремонтов
- •Капитальный ремонт скважин
- •Виды капитальных ремонтов скважин
- •3.2 Текущий ремонт скважин
- •Виды текущего ремонта скважин
- •3.3 Повышение нефтеотдачи пластов
- •2.1. Природа нарушения
- •2.2. Факторы, способствующие
- •1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение пзп:
- •2. Физико-литологические факторы,
- •3. Физико-химические факторы:
- •4. Термохимические факторы:
- •Нормы превышения гидростатического давления над пластовым
- •Восстановление проницаемости керна
- •Влияние буровых растворов на проницаемость керна
- •Уменьшение коэффициента продуктивности
- •Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора
- •Буферные разделители
- •2.3. Жидкости глушения
- •Значения коэффициентов восстановления проницаемости искусственных кернов при обработке рабочими жидкостями на водной основе
- •2.4. Пены
- •2.5. Глушение и освоение скважин
- •2.5.1. Особенности глушения скважин
- •2.5.2. Деблокирование пласта
- •3.1. Технология удаления жидкости
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды из газовых скважин
- •Пенообразователи и их концентрации, рекомендуемые к применению при удалении воды и газового конденсата из газоконденсатных скважин
- •Антифризы и их концентрация в водных растворах
- •Концентрации, объемы рабочих растворов и виды применяемых пав
- •Состав новых пенообразователей
- •3.2. Технология удаления из скважин
- •Пенообразующие свойства сульфама
- •Потребная концентрация сульфама
- •3.3. Удаление жидкости из скважин
- •4.1. Назначение цементных мостов и
- •Допустимые депрессии и внутренние давления в обсадных колоннах
- •Ориентировочные значения [м] и [∆р] при установке мостов
- •4.2. Особенности выбора рецептуры
- •Программа исследования тампонажного раствора
- •4.3. Разрушение застойных зон поперечным
- •Бурильные эксцентрики
- •4.4. Оборудование для установки
- •Оборудование для установки цементных мостов
- •4.5. Методика расчета операций по
- •1. Определение необходимых объемов цементного
- •Величины коэффициентов, учитывающих потери тампонажного раствора на стенках труб и при смешении с буровым раствором
- •Допустимый градиент давления при определении высоты цементного моста
- •Допустимые касательные напряжения для определения обеспечения необходимой несущей способности моста
- •2. Определение высоты цементного моста
- •Расчет времени установки моста
- •5.1. Общие принципы ремонтно-изоляционных работ (рир) и последовательность
- •5.1.1. Терминология
- •5.1.2. Подготовка к рир
- •Основные размеры нкт для тампонажных и вспомогательных работ
- •5.1.3. Исследование скважины
- •Параметры исследования крепи скважины
- •5.1.4. Гидроаэродинамические методы поиска
- •5.2. Тампонажные работы при
- •5.2.1. Расчеты при проверке скважины
- •Выбор способа тампонирования по результатам исследования скважины и условиям формирования изоляционного экрана
- •5.2.2. Тампонирование под давлением
- •5.2.3. Расчет продолжительности
- •Расчет продолжительного тампонирования под давлением
- •5.2.4. Определение объема тампонирующей
- •5.2.5. Расчет давлений при вымыве
- •Максимальные значения реологических параметров наиболее широко применяемых цементных растворов
- •5.2.6. Расчет тампонирования под давлением
- •5.2.7. Расчеты при установке разделительных
- •Количественные показатели качества мостов в зависимости от технологических мероприятий
- •Расчетные коэффициенты
- •5.2.8. Расчет допустимой глубины
- •5.3. Техническая характеристика пакеров
- •Якоря для удержания пакеров на месте их установки
- •Пакеры типов пш и ппгм
- •Взрывные пакеры, спускаемые на кабеле
- •Пакеры гидравлические, механические, гидромеханические
- •Гидравлико-механические пакеры при тампонировании зон поглощения (ту 39-096-75)
- •Пакеры рукавные (ту 26-16-15-76)
- •Пакеры механические (ту 26-02-644-75, ту 26-02-213-77)
- •5.4. Вспомогательные тампонажные
- •5.4.1. Установка разделительных
- •5.4.2. Установка разделительных
- •5.4.3. Наращивание цементного стакана
- •5.4.4. Насыпка песчаных пробок в скважинах
- •5.4.5. Намыв наполнителей
- •5.4.6. Исправление негерметичности
- •5.5. Рир при ликвидации заколонных
- •5.6. Изоляция чуждых вод (газа)
- •5.7. Наращивание цементного кольца
- •5.8. Устранение негерметичности
- •5.8.1. Тампонирование негерметичных
- •5.8.2. Проведение рир при закачке
- •5.8.3. Проведение рир при закачке
- •5.8.4. Проведение рир при неустановленном
- •5.8.5. Проведение рир в перфорированной
- •5.8.6. Проведение рир в перфорированной
- •5.9. Ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах и муфтах ступенчатого цементирования
- •5.9.1. Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн
- •5.10. Технологические приемы, рекомендуемые при тампонажных работах в скважинах
- •6.1. Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн
- •6.2. Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •6.3. Диагностика состояния крепи скважин
- •6.3.1. Сущность и состояние проблемы диагностики крепи скважин в нашей стране и за рубежом
- •6.3.2. Состав и характеристики комплекса средств для диагностики крепи скважин, разработанного предприятием «кубаньгазпром»
- •Техническая характеристика длм-42
- •Техническая характеристика лпм-42
- •Техническая характеристика смаш-42
- •Техническая характеристика идк
- •6.3.3. Основные особенности диагностического комплекса, разработанного «кубаньгазпромом»
- •6.3.4. Технология комплексной оценки качества перфорации скважин
- •6.4. Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.1. Основные технические требования и технологическая последовательность операций при ремонте обсадных колонн стальными пластырями
- •Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
- •6.4.2. Конструктивные параметры, материалы и средства изготовления пластыря
- •6.4.3. Поиск дефекта в обсадных колоннах
- •Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн
- •Процесс получения отпечатка
- •6.4.5. Шаблонирование и ликвидация смятия обсадных колонн
- •6.4.6. Очистка внутренней поверхности обсадных колонн
- •6.4.7. Конструкция и принцип работы средств для спуска и установки пластырей в обсадных колоннах
- •6.4.8. Опрессовка отремонтированной обсадной колонны
- •6.4.9. Аварии при ремонте обсадных колонн
- •6.4.10. Выбор режимов ремонта обсадных колонн стальными пластырями
- •6.4.11. Перспективы дальнейшего совершенствования средств и технологии ремонта обсадных колонн пластырями и расширение области их применения
- •Установка пластыря на дефект обсадных колонн с постоянным его упором
- •Универсальный клапан
- •Установка пластыря после закачки тампонажного материала через дефект обсадной колонны в процессе одной спуско-подъемной операции
- •Установка пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность
- •Установка пластыря из материала, обладающего эффектом «памяти формы»
- •Смена обсадных колонн
- •Увеличение долговечности обсадной колонны при ее проворачивании
- •Дополнительная герметизация эксплуатационной колонны в резьбовых соединениях путем довинчивания ее в скважине
- •Расчетные величины Мmах для 146-мм труб
- •7.1. Методы предупреждения
- •7.2. Химические методы удаления солеотложений из нкт
- •7.3.Применение покрытий для предотвращения солеотложений на трубах
- •7.4. Магнитные методы борьбы с отложениями солей
- •8.1. Условия образования и профилактика аспо
- •8.2. Расчет радиуса парафиновой кольматации пзп
- •8.3. Механические способы удаления аспо из скважины
- •8.4. Методы предупреждения формирования аспо в пзп
- •8.5. Тепловые методы удаления аспо из трубопроводов и призабойной зоны скважины
- •8.6. Химические методы очистки пзп от аспо
- •8.7. Зависимость растворимости аспо в газовом бензине от концентрации добавок оп-4. Время опыта:
- •8.7. Ингибирование как метод предотвращения или снижения скорости накопления аспо
- •8.8. Специальные покрытия поверхности труб для уменьшения интенсивности аспо
- •8.9. Термогазохимическое воздействие напзп
- •8.10. Применение магнитных полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти
- •8.11. Гидратообразование в газовых скважинах и борьба с ним
- •8.11.1. Понятие о гидратах
- •8.11.2. Образование гидратов в пзп, стволе скважин, газопроводе
- •8.11.3. Способы борьбы с гидратообразованием
- •9.1. Условия пескопроявлений и образования песчаных пробок в скважинах
- •9.2. Технологические методы снижения пескопроявлений в скважинах
- •9.3. Удаление песчаных пробок из скважин
- •9.4. Создание гравийных фильтров при заканчивании скважин
- •9.4.1. Фильтр-каркас гравийной набивки
- •Управляемая циркуляционная муфта
- •9 .4.3. Устройство с узлом перекрестных потоков (кроссовер)
- •Гравиесмесительная установка
- •Фильтровальная установка
- •9.4.6. Факторы, влияющие на формирование
- •Установка фильтра-хвостовика в скважине и намыв гравия за фильтр
- •Методы крепления призабойной зоны скважин
- •9.5.1. Контарен-2
- •9.5.2. Укрепление призабойной зоны пласта цементно-соляно-керамзитовой смесью
- •9.5.3. Цементно-карбонатная смесь
- •9.5.4. Крепление призабойной зоны смолопесчаными смесями
- •9.5.5. Крепление кавернозной призабойной зоны пласта вспененными смолами
- •9.5.6. Крепление призабойной зоны резолформальдегидной смолой сфж-3012
- •9.5.7. Сланцевый крепитель рыхлых пород пзп
- •9.5.8. Крепление призабойной зоны способом коксования нефти
- •10.1. Причины обводнения скважин и их классификация
- •10.2. Методы предупреждения обводнения пластов-коллекторов в процессе разработки месторождений
- •10.2.1. Неселективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Органические и органоминеральные материалы для цементирования скважин
- •Латекс-цементные растворы в зарубежной практике
- •Гельцементные растворы в зарубежной практике
- •Прочность на сжатие камня на латекс-цементного раствора (на основе цемента класса а по ани)
- •Свойства латекс-цементного раствора (на основе цемента класса н по ани)
- •Период озц латекс-цементных растворов
- •10.2.2. Селективные методы ограничения притока пластовых вод
- •Плотность гельцементного раствора
- •Озц гельцементного раствора
- •Прочность на сжатие гельцементного камня
- •Нефтецементные растворы
- •Нефтецементные растворы за рубежом
- •10.3. Газоизоляционные работы
- •10.4. Ограничение водопритоков составами акор
- •11.1. Технология зарезки вторых стволов из эксплуатационной колонны
- •11.2. Установка цементного моста
- •11.3. Спуск и крепление клина-откло-нителя в колонне
- •Установка клина-отклонителя без ориентации по азимуту с опорой на мост (пробку) путем зацепления его плашек со стенкой обсадной трубы
- •Принцип действия ориентированного спуска инструмента при помощи меток и сумматоров
- •Установка клина-отклонителя цементированием его на опору
- •11.4. Спуск райбера и вырезка окна в эксплуатационной колонне
- •11.5. Технология бурения и крепления второго ствола скважины
- •11.6. Технология вскрытия продуктивных пластов путем зарезки второго ствола с применением пены
- •Наращивание инструмента
- •3. Геофизические исследования
- •Заканчивание скважин
- •12.1. Печать
- •12.2. Труболовка
- •Труболовка наружная типа м-1 (Румыния)
- •12.3. Метчики
- •Р ис. 12.9 Метчик бурильный универсальный мбу.
- •12.4. Колокола ловильные
- •12.5. Ловитель для ловли труб в скважине
- •12.6. Ерши и удочки
- •12.7. Ясс механический
- •Механические яссы румынского производства
- •12.8. Фрезеры и райберы
- •12.9. Вырезка труб
- •Техническая характеристика комбинированных труборезов
- •12.10. Ловля насосных труб и штанг, подземного оборудования и отдельных предметов
- •14.1. Основные принципы кислотной обработки скважин
- •14.1.1. Способы кислотной обработки
- •14.1.2. Виды соляно-кислотных обработок
- •14.1.3. Обработка скважин грязевой кислотой
- •14.1.4. Углекислотная обработка призабойных зон скважин
- •14.2. Гидравлический разрыв пластов
- •14.2.3. Технологические схемы гидроразрыва
- •14.3. Гидропескоструйная перфорация
- •14.4. Торпедирование скважин
- •14.5. Тепловые обработки пзп
- •14.5.1. Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами
- •14.5.2. Прогрев призабойной зоны паром
- •Порядок ликвидации скважин Категории скважин, подлежащих ликвидации
- •Литература
- •Оглавление
- •6. Ремонт обсадных колонн
- •7. Отложения минеральных солей в скважинах, способы
- •8. Предупреждение и ликвидация аспо и гидратообразо-
- •9. Пескопроявления в скважинах и борьба с ними . . . 360
- •10. Предупреждение и ограничение обводнения скважин 401
- •11. Забуривание новых стволов как способ ремонта сущест вующих скважин 455
6.4.7. Конструкция и принцип работы средств для спуска и установки пластырей в обсадных колоннах
Разработка способов ремонта обсадных колонн с помощью металлической продольно-гофрированной трубы, спускаемой в скважину до места повреждения и расширяемой там до плотного контакта со стенками обсадных колонн, была начата в США в 1959-1962 гг. Американскими специалистами предложены различные устройства для расширения гофрированных труб в скважине, среди них: использующие энергию взрыва; включающие в конструкцию эластичный резиновый баллон, расширяющийся под воздействием внутреннего давления; основанные на протаскивании через трубы расширяющей металлической оправки.
Ряд устройств, используемых для расширения гофрированного патрубка, спускают в скважину на трубах, тросе или каротажном кабеле.
Для протаскивания металлической расширяющей оправки предложены устройства с использованием силы гидравлических цилиндров, талевой системы буровых установок, электроэнергии, энергии сжатого газа, образующегося непосредственно в них в результате химических реакций.
Для заполнения неровностей между стенками обсадной колонны и пластырем с целью герметизации, а также для изоляции обсадных колонн от металла пластыря во избежание возникновения электролитической коррозии гофрированную трубу перед спуском в скважину обматывают снаружи стекло- тканью, пропитанной эпоксидной смолой. Гофрированные патрубки изготовляют из труб с толщиной стенки 1,65 мм для НКТ диаметром 70 мм и с толщиной стенки 3,125 мм — для всех остальных размеров обсадных труб, при этом уменьшение внутреннего диаметра составляет соответственно 4,3 и 7,6 мм с учетом толщины стеклопластика. Степень восстановления прочности обсадных колонн зависит от размеров повреждения. При установке пластыря на перфорированный участок и изоляции отверстия диаметром до 25 мм прочность обсадной колонны при воздействии внутреннего и внешнего давления восстанавливается полностью. Этот способ успешно используют при ремонте обсадных колонн на глубине до 4000 м и с температурой в зоне установки пластыря до 115° С.
Широкое промышленное применение на промыслах и при бурении скважин в США получили способ и устройство для ремонта обсадных колонн, разработанные специалистами фирмы «Пан-Америкен петролеум корпорейшн».
Основными частями устройства являются пружинная расширяющаяся головка и двойной силовой цилиндр с гидравлическим якорем, между которыми перемещается металлическая гофрированная труба. Устройство спускают в скважину на НКТ или бурильных трубах, внутри силовых цилиндров создают давление в пределах 15-20 МПа, и силовые цилиндры протаскивают расширяющую головку через гофрированную трубу. Ход цилиндров равен 1,5 м, поэтому расширение ведется ступенями.
После первого хода цилиндров дальнейшую протяжку расширяющей головки можно выполнить с помощью талевой системы, когда усилия протяжки, равные в среднем 140-160 кН, но достигающие иногда 250 кН, будут действовать на обсадную колонну.
Ведущими американскими фирмами по производству устройств для спуска и установки стальных гофрированных пластырей в обсадных колоннах являются «Лайенс» и «Хомко».
К недостаткам устройств фирмы «Лайенс» (рис. 6.19) необходимо отнести возможность порыва трубчатого эластичного баллона при его расширении, неплотное прилегание пластыря до необходимого контакта с поверхностью ремонтируемого участка обсадной колонны, отсутствие технологической возможности изготовления трубчатого баллона достаточной длины (5 м и более). Технология установки пластыря этим устройством включает калибровку пластыря роликовой или какой-либо другой оправкой с дополнительной спуско-подъемной операцией в скважине.
Рис. 6.19. Устройство для установки пластырей в обсадной колонне фирмы «Лайнес»
Устройства фирмы «Лайенс» можно использовать также как гидравлическую печать для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны. С этой целью на наружную поверхность трубчатого эластичного баллона наклеивают оттискной слой (3-4 мм) из материала, обладающего деформацией и пластичностью (сырая резина).
К недостаткам устройств фирмы «Хомко» (рис. 6.20) относится то, что для каждой толщины стенки ремонтируемого участка обсадной колонны предусмотрены индивидуальный пластырь по периметру поперечного сечения и своя пружинная цанга с калибрующими (дожимными) плечиками. После выхода цанги из зацепления с конусным пуансоном не обеспечивается возврат калибрующих плечиков в исходное (транспортное) положение без подъема устройства на поверхность. В результате исключается возможность повторных проходов головкой в целях усиления контактного сопряжения пластыря с поверхностью обсадной колонны.
Недостатком применяемого фирмами «Лайенс» и «Хомко» пластыря является то, что используемая в качестве герметика стеклоткань с пропиткой на основе эпоксидной смолы не обеспечивает качественной прослойки между пластырем и обсадной колонной. Это обусловлено тем, что эпоксидная смола в готовом для нанесении на пластырь виде обладает «жизнеспособностью» в пределах 24 ч., а затем твердеет, становится хрупкой и не может заполнить раковины и поры в обсадной трубе. Кроме того, при спуске пластыря в скважину раствор эпоксидной смолы стекает с пластыря. Все это снижает качество ремонта скважин.
Для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм стальными пластырями разработаны (ТУ 39-01-08-466-79) устройства ДОРН-1 (Д-146-1 и Д-168-1), позволяющие транспортировать и устанавливать пластырь на участке дефекта обсадной колонны.
ДОРНы являются основными элементами в комплексе устройств для ремонта обсадных колонн пластырями.
Устройство ДОРН-1 (рис. 6.21 а, б, в) состоит из гидравлической дорнирующей головки, полой связующей штанги, силовых гидравлических цилиндров и циркуляционных клапанов. Упор пластыря обеспечивается в устройстве ДОРН. Пластырь расширяют дорнирующей головкой снизу вверх с предварительной запрессовкой заданного отреза силовыми цилиндрами.
Принцип работы устройства Д-146-1 (Д-168-1) заключается в следующем.
Рис. 6.20. Устройство для установки пластырей в пластырей в обсадных колоннах фирмы «Хомко»:
а-общий вид устройства; б-механическая цанговая дорнирующая головка с гладким конусом; в-механическая цанговая дорнирующая головка с профильным конусом;
1-головка; 2-аварийный отворот; 3-пластырь; 4-штанга; 5-упор; 6-силовой цилиндр; 7-якорь; 8-сливной клапан; 9-пружинный управляющий орган сливного клапана.
Рис. 6.21. Устройство типа ДОРН для тарнспортировки и установки пластырей в обсадных колоннах:
а-модификация Д-1 первого исполнения: 1-упор; 2-пластырь; 3-конус; 4-разделительная камера; 5-манжета; 6-калибрующие секторы; 7-штанга; 8-силовой телескопический гидравлический цилиндр; 9-обратный клапан;
б-модификация Д-1 второго исполнения: 1-упор; 2-пластырь; 3-конус; 4- калибрующие секторы; 5-манжета; 6-штанга; 7- силовой гидравлический цилиндр; 8- обратный клапан;
в-модификация Д-1 третьего исполнения: 1-сливной клапан; 2-заливной клапан; 3- силовой гидравлический цилиндр; 4- пластырь; 5-штанга; 6-гидравлическая дорнирующая головка;
г-модификация Д-2: 1-циркуляционный клапан; 2-гидравлический якорь; 3-пластырь; 4-гидравлическая дорнирующая головка
Устройство в сборе с пластырем, расположенным между дорнирующей головкой и упором, спускают в скважину с ориентацией середины пластыря против дефекта ремонтируемого участка обсадной колонны. Затем в системе создают избыточное гидравлическое давление, обеспечивающее необходимые радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки и осевые усилия на поршни в силовых цилиндрах.
На первом этапе заданный отрезок пластыря запрессовывают в стенку обсадной колонны протягиванием лорнирующей головки за счет осевых усилий под действием гидравлического давления на поршни силовых цилиндров, с которыми посредством полых штанг соединена головка.
Предварительное выпрямление пластыря осуществляется конусным пуансоном, а окончательная запрессовка к стенке обсадной колонны до контакта, обеспечивающего удерживающую силу сцепления, — подвижными калибрующими секторами головки, причем радиальные усилия на секторы создаются в момент захода их в пластырь.
Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с помощью талевой системы при сохранении давления в дорнирующей головке, после прохода которой через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.
Заполнение жидкостью устройства и труб при спуске и слив ее при подъеме происходит через обратный и срезной клапаны циркуляционной системы. Отверстия сливного клапана открываются при смещении вниз втулки клапана от удара стержнем по крестовине. Стержень спускают по трубам перед подъемом устройства на поверхность.
К недостаткам ДОРН-1 относятся громоздкость, большая металлоемкость, высокая трудоемкость и сложность сборки и эксплуатации, зависимость между собой осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.
Другим устройством, разработанным В. А. Юрьевым, является ДОРН-2 (рис. 6.21, г). Здесь упор пластыря обеспечивается на обсадную колонну через якорь устройства, а установку пластыря осуществляют протяжкой дорнирующей головки при подъеме инструмента снизу вверх без разрыва во времени между этапами предварительной и окончательной запрессовки.
Это устройство значительно меньше по длине и массе, менее трудоемко в изготовлении, несложно в эксплуатации и сборке, исключает взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря.
Принцип ДОРН-2 заключается в следующем.
После спуска пластыря в зону ремонтируемого участка обсадной колонны в устройстве создается избыточное гидравлическое давление, которое через самоуплотняющуюся эластичную диафрагму обеспечивает радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки.
Одновременно через диафрагму якоря создается давление на плашки якоря, которые, радиально перемещаясь, контактируют со стенками обсадной колонны.
Первый этап установки пластыря в ремонтируемом участке обсадной колонны осуществляется подъемом инструмента при протягивании дорнирующей головки через пластырь. При этом якорь остается на месте, удерживая пластырь от осевого смещения при его запрессовке. Освобождается якорь от обсадной колонны снятием давления на плашки при перетоке жидкости из напорной камеры в разгрузочную (или за пределы устройства в отверстие) по пазам перемещающейся вверх полой штанги, изолируя каналы в ней от напорной камеры и сохраняя давление в дорнирующей головке.
Таким образом, в процессе подъема устройства после первого этапа запрессовки пластыря якорь автоматически отключается от стенок колонны и без разрыва во времени продолжается второй этап запрессовки пластыря по всей его длине.
После прохода дорнирующей головки через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.
Для повышения надежности предварительного сцепления пластыря с обсадной колонной в ДОРН-2 предусмотрено повторение первого (предварительного) этапа запрессовки пластыря без снятия его с упора. В таком случае подъем инструмента останавливают после протяжки дорнирующей головки на длине 1300 мм, т. е. на 200 мм меньше полного хода (1500 мм) предварительной запрессовки, что необходимо для сохранения давления на плашки якоря.
После остановки подъема инструмента давление в системе снимают и инструмент опускают в исходное (первоначальное) положение. Затем создают давление и производят протяжку дорнирующей головки по всей длине пластыря. Якорь в этом случае отключают (устанавливают в транспортное положение) после прохода головкой 1500 мм.
Недостатком ДОРН-2 является то, что под действием радиальных усилий в местах контакта плашек якоря не исключается возможность повреждения стенок обсадной колонны.
В целях повышения надежности работы, а следовательно, и качества ремонта скважин устройства для установки пластырей постоянно совершенствовались.
Так, компоновка узлов ДОРН-1 имеет три варианта. В первом варианте (см. 6.21, а) силовые цилиндры с гидравлической дорнирующей головкой располагались под пластырем, а циркуляционные клапаны с упором — над ним. Гидравлическая головка имела свою разделительную камеру с поршнем, а силовые цилиндры были выполнены по телескопической схеме. Во втором варианте (см. рис. 6.21,6) была аннулирована разъединительная камера, а телескопическая схема силовых цилиндров заменена двумя последовательно расположенными и синхронно действующими силовыми цилиндрами. Недостатком такой компоновки является то, что в момент заклинивания головки с пластырем в обсадной колонне в скважине оставалось в основном все устройство, и как следствие, осложнялась ликвидация аварии. Кроме того, отсутствовала возможность спускать пластырь до забоя на длину силовых цилиндров. ДОРН-1 в первом и втором вариантах не обеспечивал достаточных осевых усилий для предварительного расширения и предварительного сцепления пластыря со стенками обсадной колонны на первом этапе запрессовки пластыря.
Эти недостатки были устранены в третьем варианте (см. рис. 6.21, в) введением приспособления для аварийного отворота ниже силовых цилиндров. Кроме того, силовые цилиндры с упором расположили над пластырем. Дорнирующую головку конструктивно оформили в самостоятельный узел и закрепили на полой связующей штанге под пластырем. Рабочий ход силовых цилиндров для предварительного протягивания дорнирующей головки через пластырь на первом этапе запрессовки составляет 1500 мм вместо 500 мм. Количество силовых цилиндров увеличено с двух до трех. Давление в дорнирую-щую головку поступает при заходе ее подвижных калибрующих секторов в пластырь, что значительно снижает осевые усилия.
В устройстве типа ДОРН-2 усовершенствована работа якоря (рис. 6.22), благодаря чему можно вводить дорнирующую головку в пластырь без давления, а также производить его повторную калибровку без подъема устройства на поверхность с сохранением давления в головке при транспортном (отключенном) положении якоря.
Определяющую роль в работе устройства выполняет дор-нирующая головка, функции которой заключаются в предварительном расширении и окончательном сопряжении пластыря с обсадной колонной.
Рис. 6.22 схема работы ДОРН-2 I этап-спуск устройства к дефекту обсадной трубы в скважине и якорение; II этап-заход формирующей головки в пластырь без давления и автоматическая подача давления в головку; III этап-окончание рабочего хода головки для сцепления пластыря и отключения якоря; IV этап-протяжка головки на выходе из пластыря при его расширении; l-длина захода головки в пластырь без давления; l1-рабочий ход головки при наличии упора. |
Рис. 6.23. дорнирующие головки к устройствам типа ДОРН: а-механическая: 1-корпус; 2-цанговые калибрующие плечики с упругими свойствами материала; б-механическая: 1-комбинированный конус с цанговые калибрующие плечиками; 2-расширяющий конус; в-механическая: 1-калибрующие плечики «ласточкин хвост»; 2-конус с направляющими «ласточкиного хвоста»; г-гидравлическая с гладким конусом: 1-корпус; 2-гладкий конус; 3-манжета; 4-калибрующие секторы; д-гидравлическая с профильным конусом: 1-профильный конус; 2-корпус; 3-манжета; 4-калибрующие секторы; е-гидромеханическая: ж,з-гидравлические |
Проведены исследования и разработано несколько типов дорнирующих головок, которые по принципу действия разделяются на гидравлические, механические и гидромеханические (рис. 6.23)
Гидравлическая дорнирующая головка от разработки до внедрения в серийное производство претерпела ряд изменений. В первом (рис. 6.23, а) и во втором (рис. 6.23, б) исполнениях головка была составной частью силовых цилиндров и имела ряд конструктивных и эксплуатационных недостатков; коэффициент успешности этих головок был низким.
После совершенствования и модернизации гидравлическая головка конструктивно оформилась в самостоятельный узел (рис. 6.23, г, д). Она состоит из корпуса, конусного пуансона, самоуплотняющейся упругой диафрагмы (манжета) и подвижных калибрующих секторов.
Существенным преимуществом усовершенствованной гидравлической дорнирующей головки, в отличие от механических, в том числе и американского производства, является то, что она позволяет с помощью подвижных калибрующих секторов, не меняя их, устанавливать пластырь как с положительным, так и с отрицательным натягом в обсадной колонне для всех толщин стенок одного типоразмера, причем не только с цилиндрическим, но и с овальным поперечным сечением колонны. Кроме того, она дает возможность осуществлять многоразовую калибровку пластыря под давлением без подъема устройства на поверхность и регулировать с поверхности радиальные усилия на нее.
Рис.6.24. Конструкции манжет
Конструктивным изменениям и существенной доработке подвергалась манжета (рис. 6.24).
О
дни
конструкции манжет, применяемые в
гидравлической дорнирующей головке
устройства ДОРН-1 (рис. 6.24, а, б, в), оказались
неработоспособными, а другие (рис. 6.24,
г, д) выдерживают на отказ не более пяти
операций. Наилучшие показатели по
надежности и долговечности имеет манжета
(рис. 6.24, е), которая в 1984 г. была разработана
на заводе «Электрон» (г. Тюмень).
Манжета (рис. 6.24, ж) применяется в гидравлической головке (см. рис. 6.21, г) и гидравлическом якоре (рис. 6.25) устройства ДОРН-2. По надежности и долговечности она показала хорошие результаты. После 10-летнего хранения и 50-разового испытания манжеты дефектов не обнаружено.
Конструктивным изменениям подвергся также конус, выполняющий роль предварительного расширителя пластыря как по размерам угла захода, так и по форме. Экспериментальные испытания показали, что наименьшие усилия предварительного расширения пластыря в обсадной колонне получены при использовании дорнирующей головки, оснащенной гладким конусом (см. рис. 6.23, г) с углом захода 200.
Профильным конус (см. рис. 6.23, д) расширяет пластырь с усилием в два раза большим, чем гладкий (рис. 6.26). Краткая характеристика устройств типа ДОРН моделей Д-1 и Д-2 приведена в табл. 6.2.
Рис. 6.25. Гидравлический якорь устройства ДОРН-2: 1-шток; 2-корпус; 3-манжета; 4-плашки; 5-ограничители |
Клапан прост в изготовлении, меньше по габаритам и массе в сравнении с применяемым в ДОРН-1.
Рис. 6.26. Зависимость осевых усилий от величины натяга при установке (расширении) пластыря в обсадной трубе диаметром 146 мм:
1-усилие протяжки гладким конусом (Д-2); 2-усилие протяжки профильным конусом (Д-1); 3-суммарное усилие протяжки головкой под давлением 12МПа с гладким конусом (Д-2); 4- суммарное усилие протяжки головкой под давлением 12МПа с профильным конусом.
Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных и отечественных устройств для установки пластырей в обсадной колонне приведена в табл. 6.3.
Т а б л и ц а 6.2
Краткая техническая характеристика устройств
Показатель |
Шифр устройства |
|
|
Д-1 46 (Д168-1) |
Д-1 46-2 |
Наружный диаметр ремонтируемой обсадной колонны, мм |
146 (168) |
146 |
Длина пластыря, м |
До 12 |
До 12 |
Толщина стенок пластыря, мм |
До 4 |
До 4 |
Рабочий ход дорнирующей головки, мм |
1500 |
1500 |
Радиальный рабочий ход дожимных (калибрующих) секторов, мм |
6,5(8) |
6,5 |
Максимальное избыточное давление в устройстве, МПа |
12(15) |
20 |
Осевые усилия, развиваемые устройством, кН |
До 230 |
До 230 |
Осевые усилия сдвига якоря по стенке обсадной трубы, кН, при давлении в якоре, МПа 10 15 20 |
- - - |
100 200 <300 |
Габаритный (тарнспортный) диаметр,мм |
166 (129) |
118 |
Длина устройства при длине пластыря 12 м, м |
22 |
16 |
Масса устройства без пластыря, кг |
513(532) |
250 |
Т а б л и ц а 6.3
Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных (США) и отечественных (ВНИИКРнефть) устройств для установки пластырей в обсадной колонне
Показатель |
Модель устройства |
|||
фирмы «Хомко» |
ДОРН-1 |
ДОРН-2 |
фирмы «Лайенс» |
|
Максимальные осевые усилия, развиваемые при давлении 15 МПа, кН |
179 (334 при 28 МПа) |
231 |
300 |
— |
Максимальное избыточ- ное давление в рабочей полости устройства, МПа |
28 |
15 |
25 |
14—21 |
Число рабочих цилиндров |
2 |
3 |
— |
— |
Рабочий ход дорнирую- щей головки, мм |
1500 |
1500 |
1500 |
— |
Радиальный рабочий ход дожимных элементов дорнирующей головки, мм |
2,5 |
6,5 |
6,5 |
15,5 |
Число сменных комплек- тов (дожимных элемен- тов) на один типоразмер обсадной трубы |
5 |
1 |
1 |
1 |
Способность управлять радиальными нагрузками дожимных элементов дорнирующей головки |
— |
+ |
+ |
+ |
Способность захода дожимных элементов дорнирующей головки в пластырь без создания на них осевой (радиаль- ной) нагрузки |
— |
+ |
+ |
+ |
Продолжение таблицы 6.3
Показатель
|
Модель устройства |
|||
фирмы «Хомко» |
ДОРН-1 |
ДОРН-2 |
фирмы «Лайенс» |
|
Способность дорнирую- щей головки к повтор- ным операциям при дожатии пластыря уве- личением радиальных нагрузок на дожимные элементы без подъема инструмента на поверх- ность |
- |
+ |
+ |
- |
Количество спуско-подъе- мных операций инстру- мента при установке пластыря |
1 (при необходимости для калибровки производится 2-я операция — роликовой оправкой |
1 |
1 |
2 |
(при необходимости для калибровки производится 2-я операция – роликовой оправки) |
(1-я операция-эластичным баллонном, 2-я – роликовой оправкой |
|||
Масса, кг: без учета пластыря с учетом пластыря длиной 12 м |
570
690 |
513
633 |
350
370 |
192
312 |
Габаритные размеры: диаметр, мм длина с учетом пластыря длиной 12 м, м |
116,78
21,5 |
116
22,2 |
118
16 |
108
4,54 |
Транспортировку пластыря в скважину и установку его на дефект обсадной колонны производят устройством ДОРН.
Контроль качества установки пластыря осуществляют опрессовочной головкой без подъема устройства ДОРН на устье.
Выбор и подготовка пластыря
Пластырь, предназначенный для восстановления герметичности обсадной колонны, выбирают по длине и диаметру в зависимости от размера дефекта и внутреннего диаметра обсадной колонны.
Длину пластыря определяют по формуле
L = lД + 21, (6.6)
где lД — длина дефекта по образующей обсадной колонне; l — длина отрезка от торца пластыря до дефекта,
(6.7)
где R — радиус срединной поверхности пластыря после придания ему цилиндрической формы;
h — толщина стенки пластыря;
µ— коэффициент Пуассона.
С учетом накопленного опыта и технических возможностей при изготовлении трубных заготовок длину пластыря без сварки встык принимают от 3 до 9 м.
Периметр пластыря в поперечном сечении берут равным внутреннему периметру обсадной колонны в месте ее негерметичности или несколько больше его, так как натяг не должен превышать 4-3,5%. При этом осевые усилия запрессовки будут не более 200 кН.
При установке пластыря с применением гидравлической дорнирующей головки натяг пластыря рекомендуется применять от -3,5 до +3,5% по периметру поперечного сечения внутреннего диаметра ремонтируемого участка обсадной колонны. В случае применения пластыря с отрицательным натягом давление в головке повышается до 30÷50%.
Перед спуском в скважину наружную поверхность пластыря покрывают герметизирующим составом толщиной не более 1 мм. На нижний конец пластыря, надеваемый на конус дорнирующей головки на участке длиной 300 мм, покрытие не наносят. Этот участок обеспечивает достаточно надежное предварительное сцепление с обсадной колонной.
Выдержка перед нанесением герметизирующего покрытия до спуска пластыря в скважину определяется временем схватывания (затвердения) герметизирующего материала.
Так, гуммировочный состав на основе наирита (НТ) по ТУ 30-10518-77 рекомендуется наносить за несколько суток и освежать последним слоем за 2-3 ч. до спуска в скважину; применение полимерного состава на основе эпоксидных смол ЭД-5, ЭД-6 не должно превышать 2-4 ч.
Подготовка ДОРН к работе
Перед спуском в скважину ДОРН расконсервируют, укомплектовывают штангами с учетом длины пластыря, собирают и испытывают на герметичность и на рабочий ход поршней в ДОРН-1 и штанги в ДОРН-2.
После проверки, устранения неисправностей и испытания устройство разбирают на узлы для транспортировки, сборки и монтажа на скважине.
Узлы ДОРН-1: дорнирующая головка, набор штанг, силовые цилиндры, клапанная циркуляционная система.
Узлы ДОРН-2: дорнирующая головка, набор штанг, якорь, клапанная циркуляционная система.
Монтаж устройства перед спуском в скважину
1. Устройство типа ДОРН-1 (см. рис. 6.21, в) собирают первоначально на мостках двумя секциями.
Первую секцию комплектуют дорнирующей головкой, набором штанг, переводником, пластырем и технологическим хомутом, который вставляют между пластырем и переводником, а вторую — силовыми цилиндрами и циркуляционными
клапанами.
Затем первую и вторую секции последовательно спускают в скважину, свинчивают между собой, убирают технологический хомут. При этом в каждую секцию заливают жидкость (воду).
После этого устройство в комплекте с пластырем готово к спуску в кважину.
2. Устройство типа ДОРН-2 (см. рис. 6.22, г) собирают на мостках в комплекте с пластырем в полном объеме, затем с помощью консольного крана или талевой системы поднимают и спускают в скважину. Допускается циркуляционные клапаны (комбинированный клапан) монтировать непосредственно над устьем.
В устройство заливают воду, и оно готово к спуску в скважину.
Спуск пластыря в интервал нарушения
1. Устройство в сборе с пластырем спускают в скважину плавно, без рывков, со скоростью не более 6 м/с, на насосно-компрессорных трубах, опрессовыванных гидравлическим давлением на 20 МПа.
Пластырь спускают в скважину так, чтобы его середина была размещена против дефекта. Для предотвращения заклинивания спуск устройства контролируют индикатором веса.
Заполнение инструмента жидкостью при спуске осуществляется через заливной клапан.
Глубину спуска пластыря к месту его установки контролируют набором труб (свечей), длина которых заранее известна.
Индикатором веса фиксируются показания нагрузки от веса инструмента после спуска к месту дефекта.
К колонне труб, спущенных в скважину с устройством, подсоединяют нагнетательную систему, напорный шланг которой позволяет поднимать инструмент на высоту Н = L + 2м, где L — длина пластыря, м.
Установка пластыря
А. Установка пластыря по 1 схеме (рис. 6.27).
1. В системе создается избыточное гидравлическое давление до 15-18МПа. При достижении давления 3-9 МПа в устройстве срезаются транспортные штифты, а при 15-18 МПа начинается первый предварительный этап установки пластыря протягиванием дорнирующей головки через пластырь силовыми цилиндрами на длину хода 1500 мм.
При этом в лорнирующую головку давление поступает после захода ее секторов в пластырь. Длина захода – 200 мм. Инструмент разгружается от собственного веса (стрелка индикатора веса становится на 0).
Первый предварительный этап запрессовки обеспечивает удерживающую силу сцепления пластыря с обсадной колонной, позволяет освободить упор пластыря. Об окончании первого предварительного этапа запрессовки пластыря свидетельствует быстрый рост давления на манометре насосно-цементи-ровочного агрегата.
После выдержки под давлением 8—10 мин. давление снимается. Первый этап протяжки дорнирующей головки окончен.
2. Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с сохранением давления 15-18 МПа в дорнирующей головке со скоростью не более 6 м/мин. После прохода дорнирущей головки через пластырь снимается давление в системе. Операция установки пластыря окончена.
Б. Установка пластыря по II схеме (рис. 6.28).
1. В системе создается избыточное гидравлическое давление до 20-25 МПа для сцепления якоря. Через 5-10 мин. оно снижается до 15-18 МПа и начинается плавный подъем (скорость не выше б м/мин.) инструмента, который продолжается до момента выхода дорнирующей головки из пластыря.
В момент создания давления в системе якорь контактирует своими плашками со стенкой обсадной колонны, а в лорнирующую головку давление поступает после захода секторов в пластырь. Ход головки без давления равен 260 мм.
Момент якорения фиксируется на индикаторе веса увеличением нагрузки при подъеме инструмента (протяжки дорнирующей головки через пластырь), а момент создания давления в дорнирующей головке — колебаниями стрелки манометра. Якорь автоматически отключается от обсадной колонны после рабочего хода 1,5 м с сохранением давления в дорнирующей головке до полного выхода ее из пластыря. После этого давление снимается. Операция установки пластыря окончена.
В целях напряжения контакта пластыря с обсадной колонной и повышения надежности герметизации ремонтируемого участка производят один — три раза калибровку пластыря дорнирующей головкой под давлением. Для этого дорнирующую головку спускают без давления в системе до первоначальной отметки и протягивают под давлением до выхода ее из пластыря. При этом допускается увеличивать давление на дорнирующую головку до 50% к первоначальному; осевое усилие при протяжке будет значительно ниже.
Рис. 6.27. Схема установки пластыря с устройством ДОРН-1
а-спуск устройства с пластырем к дефекту (I этап); б-заход головки в пластырь без давления на отрезке-протяжка силовыми цилиндрами (II этап); в-расширение пластыря головкой на отрезке-предварительное сцепление пластыря с обсадной колонной протяжкой силовыми цилиндрами (III этап); г-расширение пластыря головкой при подъёме инструмента (IV этап);
1-гидравлическая дорнирующая головка; 2-штанга; 3-упор пластыря; 4-силовые цилиндры; 5-циркуляционные клапаны; 6-обсадная колонна; 7-пластырь; 8-поврежденный участок обсадной трубы.
Рис. 6.28. Схема установки пластыря с устройством ДОРН-2
а-спуск устройства с пластырем к дефекту и якорение (I этап); б-заход головки в пластырь без давления на отрезке (II этап); в-расширение пластыря и отключение якоря –снятие упора (III этап); г-расширение пластыря на выходе головки без упора (IV этап);
1-гидравлическая дорнирующая головка; 2-штанга; 3-пластырь; 4-упор; 5-якорь; 6- циркуляционные клапаны; 7- обсадная колонна; 8-дефект; 9-цанговые ограничетели.
Подъем устройства на поверхность
1. Устройство поднимают на поверхность после калибровки пластыря в том случае, если испытание (опрессовка) отремонтированного участка обсадной колонны осуществляется двойным пакером.
Перед подъемом внутрь сливного клапана по колонне труб спускают стержень диаметром 25 мм и длиной 2 м, от удара которого по крестовине ниппель перемещается вниз и открывает отверстия клапана для слива жидкости. Об открытии отверстий свидетельствует подъем уровня жидкости в трубах и отсутствие жидкости в поднятой трубе (свече) при ее отвинчивании.
После открытия отверстий сливного клапана производят подъем инструмента со скоростью до 6 м/с.
Подъем и разборку устройства на секции по 1 схеме осуществляют в последовательности, обратной сборке и спуску.
По II схеме устройство поднимают полностью и укладывают на мостки.
4. После подъема устройство разбирают на узлы, промывают и отправляют в цех для профилактики и ремонта, затем консервируют.
